最新监控运规

1、皂 市 水 电 站 技 术 标 准计算机监控系统运行规程1 主题内容和适用范围1.1 本规程规定了皂市水电站计算机监控系统设备的基本要求，运行维护及注意事项，故障及事故处理等。1.2 本规程适用于皂市水电站计算机监控系统。1.3 皂市水电站运行科正副科长、值长、正副值班员、检修专业人员应熟练掌握本规程。皂市水电站正副站长、生技科正副科长、安监工程师、培训工程师、其他生产技术人员应熟悉本规程。2 引用标准2.1 湖南省经济委员会湖南电力调度规程20072.2水力发电厂计算机监控系统设计规定DL/T506519962.3 国网南京自动化研究院自动控制研究所有关技术资料2.4 长江水利委员会长江勘测

2、规划设计研究院提供的设计图纸和技术资料3 主要技术参数及结构3.1 计算机监控系统的组成厂站层，即上位机系统，包括两台主机兼操作员站、一台工程师站、一台语音工作站、一台网关工作站及一台通讯工作站等；其中两台操作员工作站，一台用于实时监视和控制，另一台用于实时监视，可以相互切换。现地层，即现地控制单元，包括两台机组LCU、开关站LCU、公用LCU、模拟屏LCU等。3.2 开关的同期定值表一#310、#610开关的同期定值符号说 明310610定值区12TYPE开关类型GENLinefs系统频率（Hz）5050TDL合闸导前时间（毫秒）80.0080.00允许环并合闸角（度）+3.0°+

3、5.0°uh允许压差高限（伏）+5.0v+5.0vul允许压差低限（伏）-5.0v-5.0vfh允许频差高限（HZ）+0.25+0.25fl允许频差低限（HZ）-0.25-0.25转角时的相差角（度）+0.0°-30.0°Kul转角时的系数压差补偿+1.0+1.0Kug转角时的机组压差补偿系数+1.0+1.0Tf调速周期（秒）5.0s5.0sKpf调速比例项系数+40.0+40.0Kif调速积分项系数+0.0+0.0Kdf调速微分项系数+0.0+0.0Tv调压周期（秒）+2.0s+2.0sKpv调压比例项系数+20.0+20.0Kiv调压积分项系数+0.0+0.0

4、Kdv调压微分项系统+0.0+0.0表二#320、#620开关的同期定值符号说 明320620定值区12TYPE开关类型GENLinefs系统频率（Hz）5050TDL合闸导前时间（毫秒）80.0080.00允许环并合闸角（度）+3.0°+5.0°uh允许压差高限（伏）+5.0v+5.0vul允许压差低限（伏）-5.0v-5.0vfh允许频差高限（HZ）+0.25+0.25fl允许频差低限（HZ）-0.25-0.25转角时的相差角（度）+0.0°-30.0°Kul转角时的系数压差补偿+1.0+1.0Kug转角时的机组压差补偿系数+1.0+1.0Tf调速周

5、期（秒）5.0s5.0sKpf调速比例项系数+40.0+40.0Kif调速积分项系数+0.0+0.0Kdf调速微分项系数+0.0+0.0Tv调压周期（秒）+2.0s+2.0sKpv调压比例项系数+20.0+20.0Kiv调压积分项系数+0.0+0.0Kdv调压微分项系统+0.0+0.0说明：a) 开关的导前时间应根据实测的断路器合闸时间整定，但未能提供该参数，定值中所整定的导前时间为经验值，最终导前时间应根据假同期试验所测整定；b) 允许电压差值的整定定值以主变高压侧调压档位运行于3档，242KV整定，如果档位变化，应重新整定。c) 要求610（620）开关机组侧电压超高系统电压30°

6、;。3.3 AGC组态所需参数 全厂参数参数名称填写内容节点别名表示运行agcavc，agcdrv进程节点的别名，一般情况下均指主机，MAIN机组台数电厂实际的机组台数 2AGC方式按等比例分配机组发电态机组状态“发电态”对应的数值，机组空转态机组状态“空载态”对应的数值，机组停机态机组状态“停机态”对应的数值，标准频率50Hz故障频率上限50.5Hz（达到该值将退出全厂AGC）故障频率下限49.5Hz（达到该值将退出全厂AGC）正常调频上限50.1 Hz正常调频下限49.9 Hz紧急调频上限50.2 Hz（调频模式下达到该值进入紧急调频模式）紧急调频下限49.8 Hz（调频模式下达到该值进入

7、紧急调频模式）正常调频系数200（调频模式下使用该参数）紧急调频系数400（紧急调频模式下使用该参数）远方有功设置上限MW（按单机最大负荷*机组台数考虑）远方有功设值下限MW（按单机投入AGC时避开最小水头下的振动区）远方设定有功与实发值差限MW现地设定有功与实发值差限MW全厂有功调整死区MW（按单机调节死区*机组台数考虑）有功设值死区MW（按单机调节死区考虑）机组参数机组号填入该机组的序号，机组号从1开始*节点别名一般情况为主机名 MAIN最大水头M最小水头M实际水头步数实际水头步数，已指定为10水头差限值表示正常运行时前后两次水头变化的最大值，若连续两次水头超过限值，则保持原水头并报警 5

8、m水头对有功的限制及振动区根据实际情况分别填写10个水头下的最大、最小出力和振动区，详见表2。全厂输入输出参数系统频率测量值连接母线频率测点省调全厂总有功给定值连接省调设定总有功测点重大事故退全厂AGC信号连接全厂退AGC总信号测点主机和通讯机等通讯故障连接远动通讯中断计算值全厂水头给定连接全厂AGC用水头，有手动设值和自动计算两种方式机组输入输出参数发电机状态连接机组状态测点水头给定连接机组的水头测点，有手动设值和自动计算两种方式停机流程启动连接“机组停机过程中”测点（需下位机上送）LCU工况连接LCU工况计算测点（故障1，正常0）有功可调连接“机组有功可调”测点有功测值连接“机组有功功率”

9、测点AGC分配有功连接该机组PID调节中“有功调节.AGVC设定值”机组参加AGC连接该机组PID调节中“有功调节.参加AGVC”全厂AGC投入连接该机组PID调节中“有功调节. AGVC投入”全厂AGC调节闭环连接该机组PID调节中“有功调节. AGVC闭环”有功正向调节闭锁连接全厂增出力闭锁测点有功负向调节闭锁连接全厂减出力闭锁测点4 运行方式4.1 控制权的设定4.1.1皂市水电站运行控制方式，以中控室操作员工作站控制为主，以现地LCU自动控制为辅，以现地手动操作为后备。4.1.2 在监控系统工作正常情况下，省中调可实现对皂市水电站的遥控和遥调。4.2 一般运行规定4.2.1 运行环境温

10、度：21±3，相对湿度：50±10%。 计算机房、中控室严禁带入任何污染源和干扰源。4.2.3 值班人员凭口令登陆操作员工作站，严禁在操作员工作站进行授权以外的工作。在中控室操作员工作站进行控制时，不允许在现地LCU进行操作，以防误操作。也不允许在中控室两台操作员工作站上同时对同一控制对象进行操作。4.2.4 监控系统主机不能同时停电或同时启动，启动过程中应等一台工作站启动工作正常后再启动另一台，以免数据丢失。4.2.5 现地LCU正常运行时禁止将其切调试态或切断其电源，不得随意按其复归按钮。4.2.6机组LCU及模拟屏上的“事故停机”及 “紧急停机”按钮，只有在机组事故而

11、未自动停机的紧急情况下使用。4.2.7机组事故停机后，重新开机前，应对机组LCU进行复归。但当调速器失灵等原因引起过速保护动作，进水口闸门全关后，在未做好防止进水口闸门自动提升的安措前，不得按其复归按钮。 在调速器切手动或励磁切近控前，应将相应机组的有功或无功PID调节退出。 厂用电倒换后，应注意检查UPS交流电源开关是否断开，若断开应及时合上，避免UPS电池能量耗尽。 AGC、AVC是否投远方由省中调决定，当AGC、AVC投入远方后应及时报告省中调。4.3 同期装置运行规定4.3.1皂市水电站设有自动准同期和手动准同期装置各两套,分别安装在两台机组LCU屏内。4.3.2 皂市水电站同期点共4

12、个，分别是两台发电机出口断路器和两台主变高压侧断路器。4.3.3 同期装置新投入或检修后第一次使用，必须带断路器假同期并网一次。4.3.4 同期装置试同期并网不良以及越前时间变更，自动准同期装置必须重新检验。4.3.5 本站的同期方式有自动准同期和手动准同期两种方式。正常情况下，机组开机并网或主变高压侧并网均采用自动准同期方式，自动准同期装置故障无法投入时，采用机组现地LCU手动准同期方式并网；当机组LCU切至调试态时，相应的断路器只能通过机组现地LCU手动准同期合闸，相应的隔离刀闸操作只能在现地完成。4.3.6 当采用手动准同期方式并网时，两侧电压差不得大于10%，频率差以同步表均匀缓慢转动

13、为原则；当滑差出现急剧变化时，应停止手动准同期操作。5 监视和维护5.1 操作员站的监视值班期间每隔一段时间，应调用操作员工作站上的画面巡屏检查，主要内容包括各状态变量是否符合当前现场设备运行状态，数据和信息量的采集是否符合要求，各报表是否完整、有无报警等，发现异常应及时处理并汇报有关部门。5.2 设备巡视检查检查各LCU电源开关位置是否正确，电源指示是否正常。5.2.2 检查各现地控制单元CPU模块上的液晶显示屏有无异常，在线指示灯是否亮，秒灯显示是否正常。5.2.3 检查各现地控制单元PLC各模块指示是否正确。5.2.4 检查各LCU出口继电器工作有无异常。5.2.5 检查通讯管理装置（S

14、J-30）电源及通讯是否正常。5.2.6 检查各机组LCU柜内水机保护连片投退是否正确。5.2.7 检查RTU装置遥测信号指示灯指示是否正常（从左到右有规律的扫描）、遥控信号指示灯指示是否正常、遥信信号指示灯指示是否正常。5.2.8 检查模拟屏上各指示灯指示是否正常。5.2.9 检查UPS交直流电源是否正常，UPS工作是否正常。6 运行操作6.1 操作员站基本操作在操作员站除调用画面外，任何操作前，应选择“操作投入”，否则任何操作无法继续进行。调画面在画面调用区按一键即可调用相应画面，如欲调用画面索引图，只需用鼠标左键单击“画面索引”即可。执行机组顺空操作首键在控制对象区内选一操作对象，如1F

15、、2F等次键在控制命令框内选一控制命令，如发电、停机等三键“执行”键末键“确认”键例如：执行1#机发电流程的操作步骤为：a) 按“1F”键b) 按“发电”键 c) 按“执行”键d) 按“确认”键撤消流程的操作进行“执行/确认”操作时，可按“取消”键撤消该流程操作；若“确认”操作时，没有“取消”键，可等待读秒结束，亦可撤消该流程操作。6.2 机组运行状态的切换的操作空转/空载/发电操作步骤:“X机”、“空转/空载/发电”、“执行”、“确认”，四键操作即可实现机组由停机状态至空转/空载/发电状态的转变，“执行”操作后会弹出顺控信息窗再次要求确认，若选择“确认”，则执行本次操作；若选择“取消”，则退

16、出本次操作。 停机空转空载发电操作步骤：进行“X机”、“空转”、“执行”、“确认”操作，待机组转速正常后，进行“X机”、“空载”、“执行”、“确认”操作，待机组建压正常后，进行“X机”、“发电”、“执行”、“确认”操作，即可实现机组由空转态逐步操作至发电态。发电操作步骤：“X机”、“发电”、“执行”、“确认”，四键操作可直接实现机组由空转态至发电态的转变。空载/空转/停机 操作步骤：“X机”、“空载/空转/停机”、“执行”、“确认”，四键操作即可实现机组由发电态至空载/空转/停机状态的转变。发电空载空转停机操作步骤：进行“X机”、“空载”、“执行”、“确认”操作，待机组减负荷解列正常后进行“X

17、机”、“空转”、“确认”“执行”操作，待机组逆变灭磁正常后进行“X机”、“停机”、“确认”“执行”操作，即可实现机组由发电状态逐步操作至停机状态。6.2.6 空载停机 操作步骤：进行“X机”、“停机”、“确认”“执行”操作，可直接实现机组由空载态至停机态的转变。手动紧急停机操作步骤：先操作“X机”、再根据当时的具体情况选择“紧急停机落门”或者“电气事故停机”、“机械事故停机”操作，最后“执行”、“确认”。6.3 机组有功（无功）负荷设定调出机组单元结线图或PQF调节图；当调节使能标志变为红色时允许负荷设定。可以使用两种方法进行负荷设定。一是直接给定负荷值或拖动滚动条进行快速给定，然后按“确定”

18、即可。二是在负荷设定值后的“增”、“减”图标上直接点击来增减负荷，每点击一次“增”图标负荷增加 ，每点击一次“减”图标负荷减少。6.4 220KV开关操作点击待操作的开关，选择“分闸”、“执行”，若在未选择“执行”前想放弃开关操作，可选择“取消”，选择“执行”后还会弹出顺控信息窗再次要求确认，若选择“确认”，则执行本次操作，若选择“取消”，则撤消本次操作。无压合闸点击待操作的开关，选择“无压合闸”、“执行”，若在未选择“执行”前想放弃开关操作，可选择“取消”, 选择“执行”后还会弹出顺控信息窗再次要求确认，若选择“确认”，则执行本次操作，若选择“取消”，则撤消本次操作。同期合闸点击待操作的开关

19、，选择“同期合闸”、“执行”，若在未选择“执行”前想放弃开关操作，可选择“取消”, 选择“执行”后还会弹出顺控信息窗再次要求确认，若选择“确认”，则执行本次操作，若选择“取消”，则撤消本次操作。6.5 发电机出口开关操作点击待操作的开关，选择“分闸”、“执行”， 若在未选择“执行”前想放弃开关操作，可选择“取消”, 选择“执行”后还会弹出顺控信息窗再次要求确认，若选择“确认”，则执行本次操作，若等待读秒结束，则撤消本次操作。同期合闸点击待操作的开关，选择“同期合闸”、“执行”， 若在未选择“执行”前想放弃开关操作，可选择“取消”, 选择“执行”后还会弹出顺控信息窗再次要求确认，若选择“确认”，

20、则执行本次操作，若等待读秒结束，则撤消本次操作。6.6 10KV开关操作6.6.1 分闸操作点击待操作的开关，选择“分闸”、“执行”， 若在未选择“执行”前想放弃开关操作，可选择“取消”, 选择“执行”后还会弹出顺控信息窗再次要求确认，若选择“确认”，则执行本次操作，若等待读秒结束，则撤消本次操作。6.6.2 合闸操作点击待操作的开关，选择“合闸”、“执行”， 若在未选择“执行”前想放弃开关操作，可选择“取消”, 选择“执行”后还会弹出顺控信息窗再次要求确认，若选择“确认”，则执行本次操作，若等待读秒结束，则撤消本次操作。6.7 水机保护连片的投切：“上导瓦温过高”连片；当切除本连片时，则切断

21、了上导瓦温过高信号引入LCU的信号回路。“推力瓦温过高”连片；当切除本连片时，则切断了推理瓦温过高信号引入LCU的信号回路。“下导瓦温过高”连片；当切除本连片时，则切断了下导瓦温过高信号引入LCU的信号回路。“水导瓦温过高”连片；当切除本连片时，则切断了水导瓦温过高信号引入LCU的信号回路。“机组过速”连片；当切除本连片时，则切断了机组机械过速信号引入LCU的信号回路。6.8 AGC操作调度定值方式AGC投入操作6.8.1.1 在中控室操作员工作站调出AGC操作画面。6.8.1.2 在确定有机组要进行AGC运行后，观察“全厂控制参数”中的“全厂AGC功能”为退出，若为投入，切为退出。6.8.1

22、.3 在“机组控制参数”中的“单机AGC”将要投入AGC运行的机组设置为投入。 在“全厂控制参数”中的“全厂AGC功能”设置为投入。6.8.1.5在“全厂控制参数”中的“负荷远方给定”设置为“省调”，即把控制方式投向远方省调。6.8.1.6 AGC系统自动接收“省调AGC投入”信号，经过计算，若该信号正常，则简报中会报送“遥控命令：省调AGC投入动作”，“全厂控制参数”中的“AGC调节方式”自动由“开环”切换为“闭环”。6.8.1.7 观察在“全厂控制参数”中的“调度全厂总有功给定值”中调度全厂总有功的设定值（MW），在全厂AGC功能投入前该值自动跟踪实发值，省调AGC投入后，该值将由省调下发

23、，省调下发负荷时，在简报中会报送“遥调命令省调AGC目标负荷，设值XX.XX”。6.8.1.8观察画面上省调下发全厂总负荷是否正确(该值与实发值之间的差值不能大于50MW，不能小于调节死区3MW)，并且确认在 “机组控制参数”中的“AGC分配的有功值”栏，核对省调下发全厂总负荷是否已经分配到各台机组。此时AGC分配给各机组的“AGC分配有功值”将被下发到机组，观察实发值是否有变化。6.8.1.9若有变化并根据“AGC分配有功值”来保持有功实发值，AGC分配调节功能正常。6.8.2 电厂定值方式AGC投入操作6.“自动发电控制（AGC）”画面。6.“全厂控制参数”中的“AGC调节方式”是否为“闭

24、环”，如是将其切为“开环”。观察“全厂控制参数”中的“全厂AGC功能”为退出，若为投入，切为退出。观察“全厂控制参数”中的“负荷给定方式”应为电厂，若为调度设置为电厂。6.“机组控制参数”中的“单机AGC”将要投入AGC运行的机组设置为投入。6.“全厂控制参数”中的“全厂AGC功能”设置为投入。6.“全厂控制参数”中的“当地全厂总有功给定值”中看到当地全厂总有功的设定值（MW），在全场AGC功能投入前该值自动跟踪实发值，投入后，该值保持不变，在画面上手动设定需要下发全厂的总负荷设定值(该值与实发值之间的差值不能大于30MW，不能小于调节死区2MW)，并且确认在 “机组控制参数”中的“AGC分配

25、的有功值”栏，当地全厂总有功给定值是否已经分配到各台机组。6.“全厂控制参数”中的“调节方式”设置为闭环，此时AGC分配给各机组的“AGC分配有功值”将被下发到机组，观察实发值是否有变化。6.“AGC分配有功值”来保持有功实发值，AGC分配调节功能正常。 AGC退出操作 在确定有机组要进行AGC退出操作后。“自动发电控制（AGC）”画面。“机组控制参数”中的“单机AGC投入”将要退出AGC运行的机组设置为退出。“全厂控制参数”的“全厂AGC功能”设置为退出，再在“机组控制参数”中的“单机AGC投入”将各台机组的AGC退出。6.9 AVC操作6.9.1 省调定值方式AVC投入操作在中控室操作员工

26、作站调出AVC操作画面。6.9.1.2 在确定有机组要进行AVC运行后，观察“全厂控制参数”中的“全厂AVC功能”为退出，若为投入，切为退出。6.9.1.3 在“机组控制参数”中的“单机AVC”将要投入AGC运行的机组设置为投入。6.9.1.4 在“全厂控制参数”中的“全厂AVC功能”设置为投入。6.9.1.5在“全厂控制参数”中的“AVC远方给定”设置为“省调”，即把控制方式投向远方省调。6.9.1.6 AVC系统自动接收“省调AVC投入”信号，经过计算，若该信号正常，则简报中会报送“遥控命令：省调AGC投入动作”，“全厂控制参数”中的“AGC调节方式”自动由“开环”切换为“闭环”。6.9.

27、1.7 检查机组接带无功及母线电压值是否正常。 电厂定值方式AVC投入操作6.9.2.1 在中控室操作员工作站调出AVC控制画面。.2 在确定有机组要进行AGC运行后，观察“全厂控制参数”中的“AVC调节方式”是否为“闭环”，如是将其切为“开环”。 观察“全厂控制参数”中的“全厂AVC功能”为退出，若为投入，切为退出。观察“全厂控制参数”中的“AVC远方给定”应为电厂，若为调度，设置为电厂。在“机组控制参数”中的“单机AVC”将要投入AGC运行的机组设置为投入。在“全厂控制参数”中的“全厂AVC功能”设置为投入。6.检查各机组跟踪值（无功）是否正确。6.将“全厂控制参数”中的“调节方式”设置为

28、闭环，此时检查各机组接带无功及母线电压值是否正常。6.10 手动准同期操作6.10.1 将机组LCU同期装置上的“自准/手准”切至“手准”方式。6.10.2 将待操作断路器（机组出口断路器或主变高压侧断路器）“切除/投入”切至“投入”，检查另一断路器选择开关在切除位置。6.10.3 将“粗调/细调”切换开关切“粗调”。6.10.4 调整待并侧电压和频率。6.10.5 将“粗调/细调”切换开关切至“细调”。6.10.6 调整待并侧电压和频率，整步表转动缓慢。6.10.7 合上断路器。7 LCU运行8 故障处理8.1单台操作员工作站故障8.1.1 现象： 故障工作站画面消失或者操作失灵。8.1.2

29、 处理： 如故障工作站是控制工作站，则将控制权切至另一台工作站，重新启动故障工作站主机。 如故障工作站主机重新启动后不能恢复正常，通知检修专业人员处理。8.2 两台操作员工作站故障8.2.1 现象： 中控室两台操作员工作站画面消失或者操作失灵。8.2.2 处理： 检查操作员工作站主机是否正常。 如不正常，则将励磁切近控、调速器切现地控制，重新启动其中一台主机，待一台主机重新启动完成后，检查操作员工作站是否恢复正常，如正常则将励磁和调速器切回远方控制；重新启动另外一台操作员工作站。 如有工作站主机重新启动后仍不能恢复正常，通知检修专业人员处理。8.3 现地控制单元(LCU)故障8.3.1 现象： 中控室监控发LCU故障报警信号，且不能自动复归。8.3.2 处理： 如机组LCU故障不能自动复归，应将励磁切近控、调速器切现地控制、顶盖水泵控制柜切现地控制，通知检修专业人员处理。 如开关站LCU故障不能自动复归，应